2.3.2 .Phương pháp xử lý dữ liệu
3.4. Dự báo báo cáo tài chính PVPowerNT2 giai đoạn 2017-2020
3.4.1. Dự báo báo cáo kết quả hoạt dộng sản xuất kinh doanh
Như đã trình bày tại Bảng 3.6, ta thấy doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ chiếm tỷ trọng 94%-99% trong cơ cấu tổng doanh thu và thu nhập của PV Power NT2. Do đó, việc áp dụng phương pháp dự báo theo tỷ lệ tăng trưởng doanh thu thuần là hoàn toàn phù hợp và đáng tin cậy.
Mặt khác, do đến nay, chủ trương về việc PV Power NT2 được cấp phép làm chủ đầu tư các dự án điện mới vẫn chưa rõ ràng. Vì vậy, khi dự báo về các chỉ tiêu tài chính giai đoạn 2017-2020, tác giả dự báo trên cơ sở giả thiết PV Power NT2 tiếp tục tập trung thực hiện quản lý vận hành và khai thác tối đa công suất của nhà máy điện Nhơn Trạch 2 như mơ hình hiện nay, khơng có kế hoạch đầu tư mới.
3.4.1.1. Dự báo doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ a)Nhận định các nhân tố tác động đến doanh thu về bán điện
Khi phân tích về ngành điện và phân tích doanh thu thuần bán hàng và cung cấp dịch vụ trong giai đoạn 2012-2016, tác giả nhận thấy: Doanh thu bán điện của PV Power NT2 bao gồm 02 phần: doanh thu với thị trường hợp đồng và doanh thu đối với thị trường giao ngay (DT = PcQc + PmQm). Như vậy, để dự báo về doanh thubán điện trong giai đoạn tiếp theo, ta cần xem xét cụ thể 04 nhân tố sau: (1) Sản lượng điện; (2) Pc; (3) Pm và (4) Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng.
(1) Sản lƣợng điện:
Phân tích các nhân tố ảnh hƣởng đến sản lƣợng điện:
- Về nhu cầu phụ tải: Dự báo nhu cầu điện năng của Việt Nam sẽ tiếp tục tăngtrưởng mạnh mẽ về quy mơ (Chi tiết đã trình bày tại phân tích về tốc độ tăng trưởng ngành điện vàBảng 3.1). Bên cạnh đó, việc một số dự án nhà máy điện than
công suất lớn bị chậm tiến độ thì dự báotrong thời gian tiếp theo, Nhà máy điện Nhơn Trạch 2 sẽ tiếp tục được EVN/EPTC huy động tối đa công suất các tổ máy.
- Về nguồn cung:Khả năng cung cấp điện năng của mỗi nhà máy điện tuabin khí phụ thuộc vào 03 yếu tố sau đây:
Thứ nhất, công suất các tổ máy:Với công suất thiết kế là 750MW, sản lượng
phát tối đa là 17,359 triệu kWh/ngày, sản lượng điện bình quân cả đời dự án (25 năm) là 4.356 triệu kWh/năm. Tính đến nay, nhà máyđã vận hành thương mại 6 năm (đã vượt qua thời kỳ đầu hoạt động chưa ổn định) và giai đoạn 2017-2020, Công ty cũng chưa phải đối mặt với nguy cơ suy giảm công suất các tổ máy theo thời gian vận hành. Do đó, nếu khơng chịu ảnh hưởng của các yếu tố bất thường, chắc chắn sản lượng điện của nhà máy sẽ vượt hơn mức 4.356 triệu kWh/năm.
Thứ hai, khả năng đảm bảo nguồn nhiên liệu khí đầu vào cho sản xuất điện:
Khối lượng khí đầu vào của PV Power NT2 được PVGas cam kết đảm bảo dài hạn. PVGas có trách nhiệm tìm kiếm, bổ sung các nguồn khí mới khi các mỏ khí đang khai thác suy giảm. Với nguồn cung cấp khí dồi dào, ổn định như vậy, yếu tố nhiên liệu đầu vào sẽ không ảnh hưởng đáng kể đến sản xuất điện của PV Power NT2.
Thứ ba, kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa định kỳ:Hàng năm, các nhà máy điện
đều có thờiđiểm dừng máy để thực hiện các kỳ sửa chữa bảo dưỡng định kỳ.Thời gian ngừng máy càng dài, sản lượng điện của nhà máy càng bị ảnh hưởng. Theo Hợp đồng cung cấp dịch vụ bảo dưỡng sửa chữa đã ký, thời điểm dừng máy phụ thuộc số giờ vận hành của các tổ máy (ví dụ sau 100.000 EOH đầu tiên sẽ dừng máy để thực hiện đại tu). Do đó, nếu thời điểm dừng máy rơi vào mùa khô, nhu cầu phụ tải và giá điện năng tăng cao, nhà máy sẽ bị ảnh hưởng về sản lượng điện và hiệu quả kinh tế nhiều hơn so với dừng máy vào thời điểm mùa mưa.
Bảng 3.41 Sản lượng điện và thời gian ngừng máy cho bảo dưỡng sửa chữa
Kỳ bảo dưỡng sửa chữa Thời gian ngừng máy để thực hiện sửa chữa (Ngày)
Dự báo sản lƣợng điện:
Thị trường đầu ra và nhiên liệu đầu vào đã được đảm bảo, máy móc thiết bị hiện đại mới đưa vào vận hành nên độ khả dụng cao, do đó, tác giả cho rằng sản lượng điện thương mại của nhà máy điện Nhơn Trạch 2 giai đoạn 2017-2020 sẽ tiếp tục duy trì ở mức cao như năm 2015 và năm 2016. Riêng các năm, nhà máy thực hiện trung tu, đại tu, chắc chắn sản lượng điện sẽ có sự sụt giảm, tác giả tham chiếu tình hình thực hiện sản lượng điện trong kỳ trung tu năm 2014 và kế hoạch sản lượng điện khi thực hiện đại tu năm 2017 đã được Đại hội đồng cổ đông của PV Power NT2 thông qua để đưa ra dự báo. Cụ thể:
Bảng 3.42 Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa và dự báo sản lượng điện
Nội dung
Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa Dự báo sản lượng điện (Triệu kWh)
(Nguồn: PV Power và dự báo của tác giả)
(2) Đơn giá bán điện theo hợp đồng (Pc):
Phân tích các nhân tố ảnh hƣởng đến Pc:
Theo Hợp đồng mua bán điện chính thức ký kết giữa PV Power NT2 và EVN (Phụ lục bổ sung số 04 ký ngày 28/5/2014):Pc = FCTTj + VCTTj, trong đó:
+ FCTTj là đơn giá cố định, FCTTj = 492,42 VNĐ/kWh.
+ VCTTj là đơn giá biến đổi năm t. VCTTj được xác định theo cơng thức sau:
VCTTj= PFTTj ×VCTT0+ 11,71× (1+2,5%) Năm t-Năm gốc PF
TT0
VCTT0 là đơn giá biến đổi năm cơ sở, VCTT0 = 749,42 VNĐ/kWh;
PFTTj là chi phí nhiên liệu năm t, PFTTj = Giá khí mua của PV Gas (USD/Triệu BTU) x Tỷ giá.
PFTT0 là chi phí nhiên liệu năm cơ sở, PFTT0=104.815 (VNĐ/BTU).
Năm gốc là năm 2012.
Với cách thức xác định Pc như vậy, ta thấy, Pc biến động thực chất phụ thuộc 2 yếu tố là giá khí và tỷ giá USD/VND, cụ thể như sau:
Thứ nhất, đơn giá nhiên liệu khí đầu vào: Như đã trình bày ở trên, giá khí
bao tiêu của PV Gas cho các nhà máy điện được tính bằng 46% giá dầu HFO trung bình trên thị trường Singapore nhưng khơng thấp hơn giá khí miệng giếng (giá đầu vào của PV Gas)+ Phí vận chuyển. Trong đó:
- Về giá dầu HFO trung bình: Biến động theo giá dầu Brent. Theo thống kê
của PV Power (cổ đơng gópvốn chi phối của PV Power NT2), giá dầu Brent cao gấp khoảng 7,121-7,132 lần so với giá dầu HFO trung bình trên thị trường Singapore. Giá dầu Brent được dự báo sẽ dần khôi phục và diễn biến theo xu hướng
tăng trong giai đoạn từ nay đến năm 2025. Do đó, căn cứ dự báo về giá dầu Brent do World Bank thực hiện và thống kê về tương quan giữa giá dầu Brent và giá dầu HFO, tác giả ước tính về giá khí cho điện như sau:
Bảng 3.43 Dự báo giá dầu HFO trung bình giai đoạn 2017-2020
Năm Dự báo năm 2017 Dự báo năm 2018 Dự báo năm 2019 Dự báo năm 2020 (Nguồn: http://pubdocs.worldbank.org/pubdocs/publicdoc/2016/4/173911461677539927/CMO- April-2016-Historical-Forecasts.pdf)
- Về phí vận chuyển: Biến động phụ thuộc nguồn khí cấp và trượt giá quy
định theo hợp đồng là 2%/năm. Ngồi các mỏ khí cung cấp hiện nay (mỏ Nam Côn Sơn và Hải Thạch - Mộc Tinh), theo thông báo của PV Gas, bắt đầu từ năm 2017, sẽ có thêm các nguồn khí mới từ các mỏ Thiên Ưng và Đại Hùng. Giả thiết lượng khí sử dụng từ 4 nguồn trên là đều nhau (25%), trên cơ sở báo giá của PV Gas, ta có bảng ước tính phí vận chuyển khí giai đoạn 2017-2020 như sau:
Bảng 3.44 Dự báo cước phí vận chuyển khí giai đoạn 2017-2020(USD/Triệu BTU) Năm chuyển từ mỏPhí vận Phí vận chuyển từ mỏ Thiên Ưng, Đại Hùngvề Phú Mỹ Phí vậnchuyển phí vậnCước
2017 2018 2019 2020
(Nguồn: Tác giả tính tốn trên cơ sở báo giá cước phí vận chuyển của PV Gas)
- Về chính sách giá khí mới: Với cơ chế giá khí theo giá thị trường (46% giá
dầu HFO) nhưng khơng thấp hơn giá khí miệng giếng nên trên cơ sở thực tế giá khí miệng giếng tại 04 mỏ của PV Gas trong 7 tháng đầu năm 2017 và giả thiết trượt giá 2%/năm (tác giả đề xuất trên cơ sở Hợp đồng mua bán khí giữa PV Gas và PV Power NT2 thời điểm chưa áp dụng chính sách giá khí mới, PV Gas tính trượt giá 2%/năm), ta có bảng so sánh giữa giá khí thị trường với giá khí miệng giếng bình qn 04 mỏ để xác định giá khí bán cho nhà máy điện Nhơn Trạch 2 như dưới đây:
Bảng 3.45 Dự báo giá khí bán cho NMĐ Nhơn Trạch 2 (USD/Triệu BTU)
Giá khí Năm thị trường (46% giá dầu HFO) 2017 2018 2019 2020 (Nguồn: Tác giả tính tốn)
Thứ hai, tỷ giá hối đoái USD/VND: Nghiên cứu dự báo về diễn biến tỷ giá
USD/VND củacác tổ chức uy tín (IMF, Trading Economics và United Overseas Bank Limited), tác giả nhận thấy các tổ chức đều đưa ra nhận định tỷ giá USD/VND tiếp tục có xu hướng tăng trong cả ngắn hạn và dài hạn. Cụ thể:
Bảng 3.46 Dự báo biến động USD/VND của IMF Chỉ tiêu
Tốc độ biến động
Biến động trung bình/quý
(Nguồn: http://home.marketintello.com/data/widgets/Free
%20Report/May2017Macro/ Macroeconomics%20May%202017_Eng%20ver_final-
m.pdf)
Bảng 3.47 Dự báo biến động USD/VND của Trade Economics
(Nguồn: https://tradingeconomics.com/vietnam/currency/forecast)
Tác giả đề xuất sử dụng kết quả dự báo của IMF cho tỷ giá USD/VND năm 2017. Đối với giai đoạn 2018-2020, tác giả tính tốn trên cơ sở tốc độ biến động trung bình/quý tại Bảng 3.48 là 0,41%/quý, cụ thể:
Bảng 3.48 Dự báo tỷ giá USD/VND trung bình giai đoạn 2017-2020
Chỉ tiêu USD/VND
(Nguồn: Tác giả tính tốn)
Dự báo Pc:
Bảng 3.49 Dự báo Pcgiai đoạn 2017-2020
Chỉ tiêu FCTTj VCTT0 PFTTj Trong đó: - Tỷ giá - Đơn giá khí PFTT0 VCTTj Pc
(Nguồn: Tác giả tính tốn)
(3) Đơn giá bán điện trên thị trƣờng giao ngay (Pm):
Phân tích các nhân tố ảnh hƣởng đến Pm:
Đơn giá bán điện trên thị trường giao ngay VCGM (Pm) còn được gọi là giá thị trường toàn phần (FMP) là tổng của giá thị trường điện năng (SMP) và giá công suất (CAN). Trong đó:
- SMP được đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định cho từng chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc giá biên hệ thống điện căn cứ trên phụ tải thực tế của hệ thống, các bản chào giá và công suất sẵn sàng thực tế của các tổ máy;
- CAN được xác định hàng năm đảm bảo cho nhà máy điện mới tốt nhất (là nhà máy nhiệt điện chạy nền, có tổng chi phí phát điện thấp nhất trong các nhà máy mới được đưa vào vận hành trong năm) thu hồi đủ tổng chi phí phát điện trong năm.
Dự báo Pm:
Căn cứ trên diễn biến thực tế bình quân giá điện năng thị trường giai đoạn 2013-2016 và tham khảo ý kiến các chuyên gia theo dõi về lĩnh vực thị trường điện của PV Power, tác giả đưa ra dự báo Pm bình quân trong các năm tiếp theo như sau:
Bảng 3.50 Dự báo Pm giai đoạn 2017-2020 Chỉ tiêu SMP Tốc độ tăng SMP CAN Tốc độ tăng CAN FMP Tốc độ tăng FMP
(Nguồn: Báo cáo tình hình tham gia thị trường điện của PV Power và tính tốn của tác giả)
(4) Tỷ lệ sản lƣợng thanh toán theo giá hợp đồng (α):
Căn cứ quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02/10/2014 về quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau: Qc = α x AGO
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm N (kWh);
AGO: Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%). Bảng 3.51 Thống kê α công bố và α thực tế giai đoạn 2012-2014
Thời gian
(Nguồn:PV Power)
Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng hàng năm (α) do Cục Điều tiết điện lực quy định và công bố trước khi bước sang năm thực hiện. Tuy nhiên, theo thống kê của PV Power, do có sự điều chỉnh về tỷ lệ α tháng, α giờ, do đó tỷ lệ α thực tế sẽ có sai khác với tỷ lệ α công bố (Bảng 3.53). Từ7/2012-8/2012 là thời điểm VCGM mới bắt đầu hoạt động nên tác giả loại trừ và đề xuất lấy bình quân tỷ lệ α thực tế của các nhà máy nhiệt điện trong giai đoạn từ 9/2012-6/2014 (tức α = 87%) để dự báo doanh thu của PV Power NT2.
b)Dự báo doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ 2017-2020
Bảng 3.52 Dự báo doanh thu bán điện giai đoạn 2017-2020 của PV Power NT2
Chỉ tiêu
Sản lượng điện thương mại (AGO) Tỷ lệ sản lượng theo hợp đồng (α) Doanh thu đối với thị trường hợp đồng Qc = α x AGO
Pc
Doanh thu đối với thị trường giao ngay Qm = AGO - Qc
Qm
Doanh thu bán điện (PcxQc+PmxQm)
(Nguồn: Tác giả tính tốn)
Ngồi doanh thu bán điện, PV Power NT2 cịn có doanh thu từ phí sử dụng nước mặt, bình quân khoảng 33.437 triệu đồng/năm. Thực tế giai đoạn 2012-2016 cho thấy, Cơng ty khơng hề có các khoản giảm trừ doanh thu bán hàng do quá trình cấp điện và truyền tài và tiêu thụ điện diễn ra đồng thời. Như vậy, tác giả dự báo trị số doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ năm 2017-2020 như sau:
Bảng 3.53 Trị số doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ dự báo
Chỉ tiêu
Doanh thu bán điện
Doanh thu từ phí sử dụng nước mặt Trị số doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ dự báo
a) Xác định mối quan hệ giữa các chỉ tiêu của báo cáo kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh với doanh thu thuần từ bán hàng và cung cấp dịch vụ
Bảng tính tại Phụ lục 1.
b) Dự báo những chỉ tiêu không thay đổi theo biến động doanh thu thuần
Bảng trên cho ta thấy, chi phí tài chính giai đoạn 2012-2016 có xu hướng giảm dần và không phụ thuộc quy mô doanh thu thuần. Mặt khác, như đã trình bày tại Bảng 3.9, các chi phí tài chính của PV Power NT2 chủ yếu bao gồm các khoản chi phí liên quan các 06 Hợp đồng vay dài hạn để tài trợ dự án NMĐ Nhơn Trạch 2, gồm: Chi phí lãi vay, Phí bảo hiểm khoản vay (2,5% dư nợ), Phí bảo lãnh Chính phủ (phân bổ đều khoảng 60 tỷ đồng/năm) và Chi phí tài chính khác (bình qn giai đoạn 2012-2016 là 21.434 triệu đồng). Vì vậy, tác giả căn cứ trên thông tin về các khoản vay của Công ty (dư nợ tại thời điểm 31/12/2016, lịch trả nợ, lãi suất vay); dự báo về tỷ giá USD/VND và giả thiết về tỷ giá EUR/VND (1 EUR = 25.000 VNĐ và sẽ khơng biến động) để tính tốn và đưa ra dự báo về chi phí tài chính trong từng năm của PV Power NT2.
Bảng 3.54 Dự báo chi phí tài chính giai đoạn 2017-2020
Chỉ tiêu
Chi phí tài chính
Trong đó: Chi phí lãi vay
(Nguồn: Tác giả tính tốn)
Riêng chỉ tiêu lãi/lỗ chênh lệch tỷ giá, tác giả không đưa vào dự báo do giai đoạn 2012-2016 diễn biến thất thường, khó đưa ra nhận định về diễn biến tương lai.
3.3.2.3.Báo cáo kết quả hoạt động kinh doanh dự báo
Bảng 3.55Báo cáo kết quả hoạt động kinh doanh dự báo
Chỉ tiêu
1. Doanh thu bán hàng và cung cấp dịch vụ
2. Doanh thu thuần bán hàng
3. Giá vốn hàng bán
4. Lợi nhuận gộp
5. Doanh thu hoạt động tài chính
6. Chi phí tài chính
6.1. Chi phí lãi vay
Chỉ tiêu
8. Chi phí quản lý doanh nghiệp
9. Lợi nhuận thuần
10. Thu nhập khác
11. Chi phí khác
12. Lợi nhuận khác
13. Tổng lợi nhuận trƣớc thuế
14. Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp
15. Lợi nhuận sau thuế
(Nguồn: Tác giả tính tốn)